CN116925729B - 一种可回收乳液稠化剂、压裂液及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油气田勘探开发水力压裂技术领域，尤其涉及一种可回收乳液稠化剂、压裂液及其制备方法。所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％‑18％、功能单体：2％‑8％、丙烯酸：8％‑10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％‑2％、白油：20％‑40％、溶剂：30％‑45％、引发剂：0.03％‑0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％‑7.5％和司盘‑80：0.75％‑2.5％。通过功能单体与其他组分协同作用，制成了可回收乳液稠化剂，使配制的压裂液在模拟80000ppm矿化度返排液盐水中，具有较佳的流变性能，表明矿化度对液体性能影响小，压裂液的抗盐能力强，能应用于矿化度高的返排液盐水中。本发明的产品适用于温度60‑120℃的地层环境，具有耐盐性能优异、表界面张力低、防膨性能好、无残渣、低伤害的优点。

Description

一种可回收乳液稠化剂、压裂液及其制备方法

技术领域

本发明属于油气田勘探开发水力压裂技术领域，尤其涉及一种可回收乳液稠化剂、压裂液及其制备方法。

背景技术

水力压裂技术是油气藏增产改造的重要技术手段之一，随着页岩气、致密气等致密储层的开发，大规模体积压裂模式日益受到的重视。体积压裂作业过程中往往采用现配现用的施工工艺和大液量的施工需求，现有的滑溜水+线性胶压裂液体系在施工过程中存在诸多问题：(1)现场线性胶的稠化剂为阴离子疏水缔合聚丙烯酰胺共聚物，在水中溶解速度慢，需要提前配制，影响现场施工效率；(2)大液量使得配液用水量较大，与之对应产生的返排液的量也大，现场压裂返排液难以回收利用。

经调查发现，专利CN106854463A，可回收压裂液及其制备方法和使用方法，该专利是基于改性瓜尔胶制备的可回收压裂液，在应用过程中需要添加其他多种添加剂，施工工艺复杂，且抗温能力不强，仅使用于不高于90℃的储层；专利CN109735320A，一种可回收的生物复合乳液压裂液及制备方法和使用方法，介绍了一种生物复合乳液压裂液，该乳液制备工艺复杂，在应用过程中，具有的功能单一，抗盐能力弱；专利CN111253927A，一种乳液型压裂液及其制备方法，介绍了一种乳液型压裂液增稠剂，该乳液压裂液功能单一，抗温性能弱，不能利用返排液配液。

如何有效处理压裂废水成为油田勘探开发过程中亟待解决的关键技术问题。

现有技术中，压裂液体系性能差异明显，存在溶解速率慢、抗温不强、增粘性能差、功能单一等问题，在不使用添加剂的情况下防膨性能、返排能力均较差，对水质要求高，很难利用高矿化度的返排水配制压裂液，或在返排水中压裂液溶解速度慢。

发明内容

本申请提供了一种可回收乳液稠化剂、压裂液及其制备方法，以解决压裂液抗盐能力弱的技术问题。

第一方面，本申请提供了一种可回收乳液稠化剂，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％-18％、功能单体：2％-8％、丙烯酸：8％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-2％、白油：20％-40％、溶剂：30％-45％、引发剂：0.03％-0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％-7.5％和司盘-80：0.75％-2.5％。

可选的，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：12％-16％、功能单体：4％-6％、丙烯酸：9％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-1.5％、白油：20％-30％、溶剂：35％-40％、引发剂：0.05％-0.15％、氟碳表面活性剂：2.5％-7.0％和司盘-80：0.9％-2.0％。

可选的，所述引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢钠。

可选的，所述功能单体为含有聚氧乙烯链、季铵盐基团和磺酸基团的可聚合单体。

可选的，所述功能单体的化学通式如下：

其中，n＝2-10，且n为正整数。

第二方面，本申请提供了第一方面所述的乳液稠化剂的制备方法，所述方法包括以下步骤：

将丙烯酰胺、功能单体、丙烯酸、二烯丙基二甲基氯化铵、氟碳表面活性剂与水混合，得到水相溶液；

将司盘-80与白油混合，得到油相溶液；

将所述水相溶液与所述油相溶液混合，并进行乳化，得到第一中间液；

对所述第一中间液通入保护气体并加热至预设温度，得到第二中间液；

将所述第二中间液与引发剂混合，后进行保温和搅拌，得到乳液稠化剂。

可选的，所述预设温度为25-45℃。

可选的，所述保温的温度为25-45℃。

可选的，所述保温和所述搅拌的总时间为4-8h。

第三方面，本申请提供了可回收乳液型压裂液的制备方法，所述方法包括：将第一方面所述的乳液稠化剂，或第二方面所述的方法制得的乳液稠化剂，与水混合，得到压裂液。

本申请实施例提供的上述技术方案与现有技术相比具有如下优点：

本申请实施例提供的该方法，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％-18％、功能单体：2％-8％、丙烯酸：8％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-2％、白油：20％-40％、溶剂：30％-45％、引发剂：0.03％-0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％-7.5％和司盘-80：0.75％-2.5％，通过功能单体引入官能基团，与其他组分协同作用，使聚合物分子链具有耐温抗盐性能和较好地溶解分散性能；使压裂液在模拟80000ppm矿化度返排液盐水中，具有较佳的流变性能，表明矿化度对液体性能影响小，压裂液的抗盐能力强，能应用于矿化度高的返排液盐水中。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单的介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例提供的一种可回收乳液稠化剂的制备方法的流程示意图；

图2为本申请实施例中0.3％的浓度的压裂液的降阻率曲线图；

图3为本申请对比例中0.3％的浓度的压裂液的降阻率曲线图；

图4为本申请实施例中压裂液在模拟80000ppm矿化度返排液盐水中在110℃、170s^-1、60min条件下的流变曲线图；

图5为本申请对比例中压裂液在模拟80000ppm矿化度返排液盐水中在110℃、170s^-1、60min条件下的流变曲线图；

图6为本申请实施例中压裂液在某煤层气压裂施工曲线；

图7为本申请对比例中压裂液在某煤层气压裂施工曲线。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

在整个说明书中，除非另有特别说明，本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。本文中所使用的专业术语只是为了描述具体实施例的目的，并不是旨在限制本发明的保护范围。例如，室温可以是指10～35℃区间内的温度。

除非另有特别说明，本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买得到或者可通过现有方法制备得到。

本申请实施例的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：

根据本发明一种典型的实施方式，提供了一种可回收乳液稠化剂，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％-18％、功能单体：2％-8％、丙烯酸：8％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-2％、白油：20％-40％、溶剂：30％-45％、引发剂：0.03％-0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％-7.5％和司盘-80：0.75％-2.5％。

本申请实施例中，得到的乳液稠化剂功能丰富，具有很好的耐盐性能、耐温耐剪切性能、减阻性能、增黏性能、变黏性能、防膨性能、助排性能，实现了液体多功能一体化。本发明的产品适用于温度60-120℃的地层环境，在60℃能够迅速破胶返排；在低温环境下，具有良好的流动性；可以用于80000ppm矿化度以内配液施工，矿化度对液体性能影响小；具有耐盐性能优异、表界面张力低、防膨性能好、无残渣、低伤害的优点。

本申请实施例中，功能单体含聚氧乙烯链、磺酸基团等亲水性基团，制备过程中添加了助溶表面活性剂，提高了聚合物分子在水中的分散性和溶解速度，遇水快速分散起黏，解决了传统聚合物压裂液在水中溶解速度慢、快速起黏效果差、难分散易生成鱼眼的问题。

在一些实施方式中，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：12％-16％、功能单体：4％-6％、丙烯酸：9％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-1.5％、白油：20％-30％、溶剂：35％-40％、引发剂：0.05％-0.15％、氟碳表面活性剂：2.5％-7.0％和司盘-80：0.9％-2.0％。

具体地，溶剂包括水、去离子水等。

在一些实施方式中，所述引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢钠。

本申请实施例中，通过加入引发剂，使在生成可回收乳液稠化剂过程中，在较低温度下引发聚合反应，提高反应速率，降低能耗，选择过硫酸铵和亚硫酸氢钠作为引发剂的原因在于：过硫酸铵和亚硫酸氢钠是很好的低温氧化还原引发剂体系，成本低，引发聚合反应效果较好。

在一些实施方式中，所述功能单体为含有聚氧乙烯链、季铵盐基团和磺酸基团的可聚合单体。

本申请实施例中，聚合物分子链设计中引入了含磺酸基团的耐温抗盐功能单体，引入了二烯丙基二甲基氯化铵阳离子单体，利用阴阳离子电性中和机理，增强了对一二价金属阳离子的抗盐性能，并通过控制反应条件，形成大侧链基团分子链，适度提高分子链的刚性，最终制备的聚合物具备较好的耐温耐盐性，解决了目前乳液型压裂液耐温抗盐性能差，无法使用高矿化度返排液配制的问题。

在一些实施方式中，所述功能单体的化学通式如下：

其中，n＝2-10，且n为正整数。

本申请实施例中，功能单体中聚氧乙烯链的n为2-10的原因在于：功能单体中聚氧乙烯链的n最佳范围为2-10，制备的可回收乳液稠化剂性能最好，聚氧乙烯链过短或过长都会导致稠化剂增黏性能下降。另外，磺酸钾也可以满足功能单体的要求。

根据本发明另一种典型的实施方式，提供了所述的乳液稠化剂的制备方法，如图1所示，所述方法包括以下步骤：

S1.将丙烯酰胺、功能单体、丙烯酸、二烯丙基二甲基氯化铵、氟碳表面活性剂与水混合，得到水相溶液；

S2.将司盘-80与白油混合，得到油相溶液；

S3.将所述水相溶液与所述油相溶液混合，并进行乳化，得到第一中间液；

S4.对所述第一中间液通入保护气体并加热至预设温度，得到第二中间液；

S5.将所述第二中间液与引发剂混合，后进行保温和搅拌，得到乳液稠化剂。

分别得到水相溶液和油相溶液的原因在于：可分别将水相、油相中的成分充分混合均匀，具有反应充分，生产的可回收乳液稠化剂性能稳定的优势。通入保护气体的原因在于：避免氧气的存在造成聚合过程中发生链终止，导致稠化剂分子量过低，影响稠化剂增黏性能。加热和保温的原因在于：聚合温度过低，反应太慢，不利于聚合进程控制；聚合温度过高会导致聚合速度过快甚至爆聚，影响乳液稳定性和稠化剂的分子量。具体地，所述保护气体包括氮气、氩气、氦气和氪气中的任意一种。

在一些实施方式中，所述预设温度为25-45℃。

控制预设温度为25-45℃的原因在于能较好的控制引发体系的自由基数量，使得聚合反应在可控条件下进行，具有较高的生产效率和产品性能稳定性，如预设温度不在上述范围，具有引发温度过低，自由基引发反应的诱导期长，反应速率慢，会降低生产效率；引发温度过高不利于乳液分散，容易引起团聚，导致产品报废的不利效果。

在一些实施方式中，所述保温的温度为25-45℃。

控制保温的温度为25-45℃的原因在于保温的温度实际是反应过程中的温度控制，在此温度范围内具有既确保聚合反应正常进行，又不影响可回收乳液稠化剂性能和生产效率，如预设温度不在上述范围，具有反应过慢或过快，导致生产效率太低，或产品性能不稳定的不利效果。

在一些实施方式中，所述保温和所述搅拌的总时间为4-8h。

控制所述保温和所述搅拌的总时间为4-8h的原因在于聚合反应过程在此时间范围内才能完成，如时间短于4h，则反应不完全，如时间长于8h，则降低了生产效率。

第三方面，本申请提供了可回收乳液型压裂液的制备方法，所述方法包括：将第一方面所述的乳液稠化剂，或第二方面所述的方法制得的乳液稠化剂，与水混合，得到压裂液。

下面将结合实施例、对比例及实验数据对本发明的方法进行详细说明。

实施例1

一种可回收乳液稠化剂，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％-18％、功能单体：2％-8％、丙烯酸：8％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-2％、白油：20％-40％、溶剂：30％-45％、引发剂：0.03％-0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％-7.5％和司盘-80：0.75％-2.5％。

乳液稠化剂的制备方法，所述方法包括以下步骤：

将丙烯酰胺、功能单体、丙烯酸、二烯丙基二甲基氯化铵、氟碳表面活性剂与水混合，得到水相溶液；

将司盘-80与白油混合，得到油相溶液；

将所述水相溶液与所述油相溶液混合，并进行乳化，得到第一中间液；

对所述第一中间液通入保护气体并加热至预设温度，得到第二中间液；

将所述第二中间液与引发剂混合，后进行保温和搅拌，得到乳液稠化剂。

具体步骤包括：

取14g丙烯酰胺加入到35.5g水中，混合、在100r/min条件下搅拌5min至丙烯酰胺完全溶解，再加入5g功能单体混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，加入10g丙烯酸混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，接着加入1g二烯丙基二甲基氯化铵，混合、在100r/min条件下搅拌5min至二烯丙基二甲基氯化铵完全溶解，最后加入4.5g氟碳表面活性剂，混合、在100r/min条件下搅拌10min至氟碳表面活性剂完全溶解，得到水相溶液；取1.5g司盘-80加入到28.4g白油中，混合、在100r/min条件下搅拌10min至司盘-80完全溶解，得到油相溶液；将油相溶液和水相溶液混合并完全乳化得到中间液；向中间液中通入保护气体氮气，并加热至30℃，接着加入0.05g过硫酸铵和0.05g亚硫酸氢钠，保持30℃，搅拌反应6h，得到可回收乳液稠化剂。

另外，将实施例1中得到的可回收乳液稠化剂按照2.5％的比例溶解在清水中，然后加入0.1％的破胶剂过硫酸铵混合均匀，置于60℃水浴中90min，得到破胶液，按照8.0％的比例向破胶液中加入氯化钠直到完全溶解，即得到矿化度为80000ppm的模拟返排液。

实施例2

本申请实施例与实施例1的区别之处在于：

取15g丙烯酰胺加入到30g水中，混合、在100r/min条件下搅拌5min至丙烯酰胺完全溶解，再加入2g功能单体混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，加入8g丙烯酸混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，接着加入2g二烯丙基二甲基氯化铵，混合、在100r/min条件下搅拌5min至二烯丙基二甲基氯化铵完全溶解，最后加入6g氟碳表面活性剂，混合、在100r/min条件下搅拌10min至氟碳表面活性剂完全溶解，得到水相溶液；取2g司盘-80加入到34.8g白油中，混合、在100r/min条件下搅拌10min至司盘-80完全溶解，得到油相溶液；将油相溶液和水相溶液混合并完全乳化得到中间液；向中间液中通入保护气体氮气，并加热至35℃，接着加入0.1g过硫酸铵和0.1g亚硫酸氢钠，保持35℃，搅拌反应8h，得到可回收乳液稠化剂。

实施例3

本申请实施例与实施例1的区别之处在于：

取10.8g丙烯酰胺加入到33.5g水中，混合、在100r/min条件下搅拌5min至丙烯酰胺完全溶解，再加入2g功能单体混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，加入8g丙烯酸混合、在100r/min条件下搅拌10min至功能单体完全溶解，接着加入2g二烯丙基二甲基氯化铵，混合、在100r/min条件下搅拌5min至二烯丙基二甲基氯化铵完全溶解，最后加入7.5g氟碳表面活性剂，混合、在100r/min条件下搅拌10min至氟碳表面活性剂完全溶解，得到水相溶液；取2.5g司盘-80加入到33.5g白油中，混合、在100r/min条件下搅拌10min至司盘-80完全溶解，得到油相溶液；将油相溶液和水相溶液混合并完全乳化得到中间液；向中间液中通入保护气体氮气，并加热至40℃，接着加入0.1g过硫酸铵和0.1g亚硫酸氢钠，保持40℃，搅拌反应8h，得到可回收乳液稠化剂。

对比例1

本申请对比例与实施例1的区别之处在于：所述常规乳液稠化剂的组分不含有功能单体。

性能检测

将上述实施例1制备得到的可回收乳液稠化剂按照0.3％的浓度溶解在清水中，得到可回收乳液型压裂液，按照《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》，测定其降阻能力如图2所示。由图2可知，在测定过程中，随着测定时间的延长，乳液压裂液降阻能力逐渐上升后趋于稳定，在95s时，该乳液压裂液完全溶解，降阻率达到74％以上，表明该乳液压裂液具有良好的溶解性能和降阻性能，能够满足边配液边施工的在线施工模式。

将对比例1的常规乳液稠化剂按照0.3％的浓度溶解在清水中，得到常规乳液型压裂液，按照《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》，测定其降阻能力如图3所示。由图3可知，在测定过程中，随着测定时间的延长，实施例1的乳液压裂液降阻能力逐渐上升后趋于稳定，在240s时，该乳液压裂液完全溶解，降阻率仅达到55％左右，表明该常规乳液型压裂液的溶解性能和降阻性能远低于实施例1的压裂液。

将实施例1的可回收乳液稠化剂按照2.5％的浓度溶解在实施例1模拟80000ppm矿化度的返排液中，得到可回收乳液型压裂液，然后按照《SYT6376-2008压裂液通用技术条件》，测定其在110℃、60min、170s-1条件下的流变曲线如图4。通过图4可以看出在模拟返排水中2.5％的可回收乳液稠化剂，初始粘度达到77mPa·s左右，在110℃、剪切速率为170s^-1的条件下剪切60min，压裂液的最终粘度达到45mPa·s，表现出很好的耐温耐剪切性能，表明在较低加量下可回收乳液型压裂液仍然具有很好的耐温耐剪切能力，能够很好地满足施工要求。

将对比例1的模拟80000ppm矿化度的返排液中有2.5％对比例1的乳液稠化剂，然后按照《SYT6376-2008压裂液通用技术条件》，测定其在110℃、60min、170s^-1条件下的流变曲线如图5；从图5可知得出，2.5％的比例在80000ppm模拟返排液中初始粘度为50mPa·s左右；在110℃、剪切速率为170s^-1的条件下剪切60min，压裂液的最终粘度保持在22mPa·s左右，其抗温抗剪切性能远低于实施例1的压裂液。

将实施例2得到的可回收乳液稠化剂按照2.0％的比例溶解在清水中，待完全溶解后按0.05％的比例加入破胶剂过硫酸铵混合均匀，然后置于90℃、60min破胶，得到破胶液；将该破胶液参考《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中的评价方法对煤芯的伤害性进行测定，实验结果如表1。

表1破胶液对煤芯的伤害性实验数据。

岩心类型	损害前渗透率/mD	损害后渗透率/mD	伤害率/％
				煤芯	0.43	0.37	14.42

由表1可知，通过实验测得破胶液对煤芯的伤害数据为14.42％，远低于《SYT6376-2008压裂液通用技术条件》中岩心基质渗透率伤害小于30％的技术要求，表现出低伤害的性能特点，有利于提升储层产气能力。

将实施例3得到的可回收乳液稠化剂按照2.5％的比例溶解在清水中，溶解完全后按比例加入0.1％的破胶剂过硫酸铵搅拌混合均匀，然后置于60℃恒温水浴破胶90min，得到破胶液，待破胶液自然冷却至室温后参考《SY/T 5971-2016油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》中的方法评价对上述破胶液进行防膨性能测定，结果如表2所示。

表2破胶液的粘土防膨性能。

由表2，通过计算可知，含2.5％的可回收乳液稠化剂的压裂液基液破胶液的防膨率为93.68％，大于90％，表明压裂液在不外加粘土稳定剂的情况下，仍然具有很好的防膨性能，可以满足现场压裂施工的需要。

将上述实施例3的压裂液制备得到的破胶液冷却至室温，参考《SY/T 5370-2018表面及界面张力测定》中的评价方法测定其表面张力和界面张力(煤油)，测得表面张力为25.4mN/m，界面张力为1.77mN/m，低于《SYT 6376-2008压裂液通用技术条件》中要求的表面张力≤28mN/m、界面张力≤2.0mN/m的技术要求，反映出该破胶液具有很好的返排性能，有利于减少对地层的伤害。

将实施例3的可回收乳液稠化剂用于某煤层气井压裂施工，该井井深1500米，储层温度约60℃左右，射孔眼数位36个，采用油管压裂，整个施工过程压裂液使用现场返排液配制，实施例3的可回收乳液稠化剂的使用比例为2.0％，具体施工曲线如附图6所示；通过图6可知，横轴为施工时间，纵轴为施工压力、排量、砂比，曲线1代表了施工压力，曲线2代表了施工排量，曲线3代表了砂比；施工曲线中，施工压力波动越平稳越好，施工压力越低越好，使用实施例3的压裂液后，施工压力曲线较平稳，施工压力较低；此外从图中可知，将实施例3制备得到的压裂液用于某煤层气压裂施工时，返排液矿化度72000mg/L，施工排量15m³/min，施工压力40.6-47.8MPa，加砂55m³，完成设计加砂量，现场施工应用效果较好。

利用对比例1的压裂液在上述储层条件和施工方式接近地相邻井进行施工，施工过程中常规乳液稠化剂使用比例为2.0％，压裂液同样用返排液配制，具体施工曲线如附图7所示；通过图7可知，横轴为施工时间，纵轴为施工压力、排量、砂比，曲线1代表了施工压力，曲线2代表了施工排量，曲线3代表了砂比；施工曲线中，施工压力波动越平稳越好，施工压力越低越好，使用对比例1的压裂液后，施工压力曲线波动较大。采用常规乳液稠化剂进行返排液配液施工，返排液矿化度67000mg/L，由于降阻效果较差，施工排量提升至8-9m³/min时，最高施工压力达到56MPa，接近施工限压，无法进一步提高排量，导致裂缝宽度较窄，加砂困难，最终仅加入支撑剂23m³，仅完成设计加砂量41.8％，严重影响了施工效果。通过图6和图7的比较，实施例3的压裂液使用后的施工压力曲线中施工压力较小，更平稳，说明实施例3的压裂液比对比例1的施工应用效果要好得多。

通过对比此两口邻井的应用效果以及性能检测，说明本申请的可回收乳液稠化剂在高矿化度水中，具有很好的溶解性能和降阻性能；申请的压裂液减阻率最高可达74％以上，防膨率达93.68％，表面张力低至25.4mN/m；在低温环境下，具有良好的流动性和分散溶解性；在60℃能够迅速破胶返排；破胶液具有低表界面张力和高防膨率性能，煤芯伤害率为14.42％，具有无残渣、低伤害的优点；适用于返排液重复配液，可以用于80000ppm矿化度以内配液施工，110℃、170S^-1条件下黏度稳定在45mPa.s左右，矿化度对液体性能影响小，可以解决现场高矿度返排液配液问题。

需要说明的是，在本文中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者任何其他变体意在涵盖非排他性地包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上所述仅是本发明的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其他实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所申请的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (8)

1.一种可回收乳液稠化剂，其特征在于，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：10％-18％、功能单体：2％-8％、丙烯酸：8％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-2％、白油：20％-40％、溶剂：30％-45％、引发剂：0.03％-0.2％、氟碳表面活性剂：2.25％-7.5％和司盘-80：0.75％-2.5％；其中，所述功能单体为含有聚氧乙烯链、季铵盐基团和磺酸基团的可聚合单体；所述功能单体的化学通式如下：

其中，n＝2-10，且n为正整数。

2.根据权利要求1所述的乳液稠化剂，其特征在于，所述乳液稠化剂的组分包括：以质量分数计，丙烯酰胺：12％-16％、功能单体：4％-6％、丙烯酸：9％-10％、二烯丙基二甲基氯化铵：1％-1.5％、白油：20％-30％、溶剂：35％-40％、引发剂：0.05％-0.15％、氟碳表面活性剂：2.5％-7.0％和司盘-80：0.9％-2.0％。

3.根据权利要求1所述的乳液稠化剂，其特征在于，所述引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢钠。

4.一种如权利要求1-3任意一项所述的可回收乳液稠化剂的制备方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

将丙烯酰胺、功能单体、丙烯酸、二烯丙基二甲基氯化铵、氟碳表面活性剂与水混合，得到水相溶液；

将司盘-80与白油混合，得到油相溶液；

将所述水相溶液与所述油相溶液混合，并进行乳化，得到第一中间液；

对所述第一中间液通入保护气体并加热至预设温度，得到第二中间液；

将所述第二中间液与引发剂混合，然后保温和搅拌，得到可回收乳液稠化剂。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述预设温度为25-45℃。

6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述保温的温度为25-45℃。

7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述保温和所述搅拌的总时间为4-8h。

8.一种可回收乳液型压裂液的制备方法，其特征在于，所述方法包括：将权利要求1-3任意一项所述的可回收乳液稠化剂，或权利要求4-7任意一项所述的方法制得的可回收乳液稠化剂与水混合，得到压裂液。